Способ вторичного извлечения нефти


 


Владельцы патента RU 2499135:

ДЕКВЕСТ АГ (CH)

Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций. Способ вторичного извлечения нефти включает стадию введения в систему резервуара от 0,1 до 100000 ч./млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, выбранной из специально заданной группы соединений в сочетании с аминным нейтрализующим агентом, выбранным из специально заданной группы соединений при условии, что аминный нейтрализующий агент представлен сочетанием, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов, причем первый является более гидрофобным, имеющим величину гидрофильно-липофильного баланса, которая, по меньшей мере на 2 единицы меньше, чем величина гидрофильно-липофильного баланса второго, указанный первый и указанный второй аминные типы применяют в эквивалентных пропорциях первый (более гидрофобный):второй (более гидрофильный) в интервале от 10:1 до 2:5. 2 н. и 11 з.п. ф-лы.

 

Изобретение имеет отношение к улучшенному способу вторичного извлечения нефти. В особенности, описан способ усовершенствованного введения в действие ингибитора отложений на стенках оборудования во время вторичного извлечения нефти. Подробно, применяют ингибитор отложений на стенках оборудования аминную соль аминоалкиленфосфоновой кислоты, чтобы таким образом получить значительно увеличенную зону действия области поверхности породы, на которой аминоалкиленфосфонатный ингибитор может диффундировать и осаждаться перед превращением in situ в эффективный нерастворимый в среде ингибитор отложений на стенках оборудования, такой как соли щелочноземельных металлов аминоалкиленфосфонатов. Аминная соль аминоалкиленфосфоновой кислоты обладает значительно улучшенной совместимостью со средой вторичного извлечения нефти и поэтому может распространяться достаточно свободно в среде, чтобы в результате покрывать в значительной степени расширенную поверхность породы перед тем, как подвергаться осаждению в форме нерастворимой соли, способной проявлять требуемое действие ингибитора отложений на стенках оборудования. Дополнительно аминная соль аминоалкиленфосфоновой кислоты может действовать длительно благодаря введению водного раствора аминофосфоната в скважину для введения воды и/или в окружающее оборудование производственной скважины, такое как оборудование в устье буровой скважины, и подводное оборудование. Аминофосфонат можно также вводить известным способом в производственную буровую скважину. Независимо от выбранного известного способа, выгоды являются существенными и экономически важными. В выбранном способе использовали аминные соли аминоалкиленфосфоновой кислоты в количествах (уровнях), общепринятых в области технологии.

Вторичное извлечение нефти представляет собой главную промышленную деятельность в течение длительного времени и, как можно ожидать, инвестируются значительные программы работ с целью оптимизации извлечения нефти. Известно, что эффективность добычи «морской» нефти находится в зависимости от неудовлетворительного контроля породы, в особенности, с точки зрения адсорбции/высвобождения ингибитора отложений на стенках оборудования.

В публикации ЕР 0800613 В1 описана система для стимулирования добычи нефти в нефтяных скважинах. Для такого воздействия используют кислотную фосфонатную систему для улучшения пенетрации системы смежной с буровой скважиной. В публикации ЕР 0861846 А2 описан класс фосфиновых производных, которые используют для ингибирования отложений на стенках оборудования в нефтяных скважинах и показана увеличенная адсорбция к породам. В публикации ЕР1240407 В1 описан способ обработки подземных нефтяных скважин путем введения смеси химических средств нефтяной сферы деятельности и растворимого в нефти поверхностно-активного вещества. Публикация US4602683A касается способа ингибирования отложений в скважинах путем применения аминофосфонатов, таких как этилендиаминтетра(метиленфосфоновая кислота) и гексаметилендиаминтетра(метиленфосфоновая кислота).

В публикации US 4602683 описан способ ингибирования отложений на стенках оборудования в скважинах. Подробно, ингибитор отложений на стенках оборудования, обладающий растворимостью, которая значительно уменьшается с уменьшением рН, вводили в формацию подземного пласта смежную со скважиной с последующим снижением рН, чтобы тем самым провести осаждение ингибитора. Предпочтительные ингибиторы отложений на стенках оборудования включают в себя аминофосфонаты типа DEQUEST. В публикации ЕР 0861846 описаны теломеры, включающие в себя фосфонат и/или фосфонатные группы, такие теломеры представляют собой эффективные ингибиторы отложений на стенках оборудования с полезными адсорбционными свойствами. Теломеры демонстрируют улучшенную адсорбцию на поверхностях минералов, хорошую термическую стабильность и ингибирование бариевых отложений. Водорастворимые соли представляют собой соли щелочных металлов или аммония. В публикации ЕР 1240407 описан способ обработки подземной нефтяной скважины введением в глубинную буровую скважину ингибитора отложений на стенках оборудования такого, как гидроксиламинофосфоновая или сульфоновая кислоты.

Публикация US 4602683 касается способа ингибирования отложений в скважинах, при этом раствор ингибитора вводили при более высоком начальном рН в нижний с солевым раствором продуктивный горизонт, с последующим осуществлением воздействия на раствор ингибитора до более низкого второго рН, тем самым вызывая осаждение ингибитора в пласте месторождения. В публикации US 5002126 описано ингибирование отложений в некарбонатных подземных нефтеносных пластах введением в нефтеносный пласт водорастворимого поверхностно-активного вещества, соли металла, и соответственно ингибитор выбрали из фосфонатов и полимерных карбонатов. Ингибитор взаимодействует с металлом, чтобы тем самым осаждаться и медленно растворяться в технологической воде для замедления образования отложений на стенках оборудования. Публикация US 2002/0094299 касается способа предотвращения отложений на стенках оборудования, включающего в себя композицию, содержащую, по меньшей мере, один силикат поливалентного металла и карбонат поливалентного металла и, по меньшей мере, один белок.

Главной задачей данного изобретения является предоставление улучшенного способа вторичного извлечения нефти. Другой задачей данного изобретения является, исходя из точки зрения эффективного извлечения нефти, создать более длительный срок службы конструкций скважины добычи нефти. Еще другая задача данного изобретения имеет целью введение в систему нефтеносного пласта, конкретно, в среду скважины совместимых/растворимых ингибиторов отложений на стенках оборудования, чтобы тем самым произвести осаждение, в увеличенных пропорциях на расширенных поверхностях породы перед превращением в нерастворимые ингибиторы отложений на стенках оборудования, способные обеспечивать своевременную расширенную функциональность ингибитора. Еще другая задача данного изобретения имеет целью уменьшение, исходя из точки зрения окружающего оборудования, затруднения, относящегося к ингибитору, связанного с операциями вторичного извлечения нефти.

Применяемый здесь термин «система нефтеносного пласта» включает в себя существующий нефтеносный пласт, скважину введения воды, скважину нефтедобычи и любую часть оборудования для извлечения нефти, такую как насосы, трубопроводы и соединительные линии для введения воды и извлечения нефти.

Применяемый здесь термин «вторичное извлечение нефти» включает в себя классические способы вторичного извлечения, но также третичного и улучшенный способ извлечения нефти, где химические агенты добавляют для повышения эффективности заводнения пласта.

Термин «процент» или «%», применяемый во всем описании заявки, установлен, если не установлено иное, для «процента по массе» или «% по массе». Термины «фосфоновая кислота» и «фосфонат» также применяют взаимозаменяемо, конечно, в зависимости от преобладания в среде условий щелочности/кислотности. Термин «ppm, ч/млн» установлен в отношении «частей на миллион». Подходящие аминокислоты можно применять в их D; D,l; и L формах; а также и смеси D и L форм.

Вышеперечисленные и другие задачи в настоящее время могут здесь встречаться при использовании способа, в соответствии с изобретением, а именно, успешного использования аминных нейтрализованных аминоалкиленфосфонатов. Более подробно, способ данного изобретения включает в себя стадию введения в систему нефтеносного пласта от 0,1 ч/млн до 100 000 ч/млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, имеющей формулу

(X)a[N(W)(Y)2.a]z

где Х выбран из С1200000, предпочтительно, С150000, наиболее предпочтительно С12000, неразветвленного, разветвленного строения, циклических или ароматических углеводородных радикалов, необязательно замещенных одной или несколькими С112 имеющими неразветвленное, разветвленное строение, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или где группы могут быть) необязательно замещенными ОН, СООН, COOG, F, Br, Cl, I, OG, SO3H, SO3G и SG частями; ZPO3M2; [V-N(K)]n-K; [V-N(Y)]n или [V-O]x-V; где V выбран из: С2-50 неразветвленного, разветвленного строения, циклического или ароматического углеводородного радикала, необязательно замещенного одной или несколькими С1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или группы являются) необязательно замещенными частями ОН, СООН, COOR', F/Br/Cl/I, OR', SO3H, SO3R' или SR', где R' представляет собой С1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклический или ароматический углеводородный радикал, где G выбран из С1-200000, предпочтительно, С1-50000, наиболее предпочтительно, С1-2000, неразветвленного, разветвленного строения, циклических или ароматических углеводородных радикалов, необязательно замещенных одной или несколькими С1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или где группы могут быть) необязательно замещенными частями ОН, СООН, COOR', F, Br, Cl, I, OR, SO3H, SO3R и SR ; ZPO3M2; [V-N(K)]n-К; [V-N(Y)]n-V или [V-O]x, где Y представляет собой ZPO3M2, [V-N(K)]n-К или [V-N(K)]n-V и х представляет собой целое число от 1 до 50000, z представляет собой от 0 до 200000, при этом z является равным или менее, чем число углеродных атомов в Х и а представляет собой 0 или 1; n представляет собой целое число от 0 до 50000; z равно 1, когда а равно 0; и Х представляет собой [V-N(K)]n-K или [V-N(Y)]n-V, когда z равно 0 и а равно 1;

Z представляет собой С1-6 алкиленовую цепь;

М представляет собой Н;

W выбран из Н, Х и ZPO3M2;

K представляет собой ZPO3M2 или Н, тем самым К представляет собой ZPO3M2, когда z равно 0 и а равно 1 или когда W представляет собой Н или Х;

при условии, что аминоалкиленфосфоновая кислота содержит, по меньшей мере, две группы фосфоновой кислоты;

в сочетании с аминным нейтрализующим агентом, имеющим формулу:

(X)b[N(W)(H)2.b]z

где Х выбран из С1-200000, предпочтительно, С1-50000, наиболее предпочтительно, С1-2000, неразветвленного, разветвленного строения, циклических или ароматических углеводородных радикалов, необязательно замещенных одной или несколькими С1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или где группы могут быть) необязательно замещенными частью ОН, СООН, COOG, F, Br, Cl, I, OG, SO3H, SO3G и SG ; Н; [V-N(H)]X-H или [V-N(Y)]n-V или [V-0]x-V, где V выбран из С2-50 неразветвленного, разветвленного строения, циклического или ароматического углеводородного радикала, необязательно замещенного одной или несколькими С1-12 неразветвленного, разветвленного строения циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или группы являются) необязательно замещенными частью ОН, СООН, COOR', F/Br/Cl/I, OR', SO3H, SO3R' или SR', где R' представляет собой С1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклический или ароматический углеводородный радикал; где G выбран из С1200000, предпочтительно С150000, наиболее предпочтительно, С12000 неразветвленного, разветвленного строения, циклических или ароматических углеводородных радикалов, необязательно замещенных одной или несколькими С112 неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или где группы могут быть) необязательно замещенными частью OH, COOH, COOR', F, Br, CI, I, OR', SO3H, SO3R' или SR' ; H; [V-N(H)]n-H; [V-N(Y)]n-V или [V-О]x-V; где Y представляет собой H, [V-N(H)]n-H или [V-N(H)]n-V и х представляет собой целое число от 1 до 50000; n представляет собой целое число от 0 до 50000; z представляет собой от 0 до 200000, при этом Z представляет собой равное или менее, чем число углеродных атомов в Х, и b представляет собой 0, 1 или 2; z равно 1, когда b равно 0; и Х представляет собой [V-N(H)]X-H или [V-N(Y)]n-V, когда z равно 0 и b равно 1; причем W отличается от Н, когда Х равно Н;

W выбран из Н и Х,

при этом молярное отношение аминоалкиленфосфоновой кислоты, умноженное на число частей (групп) фосфоновой кислоты в фосфоновой кислоте к молярному отношению амина, умноженному на число атомов N в амине представляет собой от 1:0,25 до 1:1, предпочтительно, от 1:0,5 до 1:0,8, в одном предпочтительном варианте осуществления, от 1:0,6 до 1:0,75.

Из вышеприведенных отношений очевидно, что аминный нейтрализующий агент, главным образом выбран так, чтобы включить, по меньшей мере, одну аминогруппу. Предпочтительно, применяют условие, по которому аминный нейтрализующий агент представлен сочетанием, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов, причем первый тип более гидрофобный, имеющий величину HLB, которая, по меньшей мере, представляет собой на 2 единицы меньше, чем величина HLB второго типа.и причем второй тип представляет собой более гидрофильный, чем первый тип, причем названный первый и названный второй аминные типы используются в эквивалентных пропорциях: первый (более гидрофобный):второй (более гидрофильный) в интервале от 10:1 до 2:5.

Далее, термин «аминный нейтрализующий агент» во всех случаях включает в себя предпочтительные комбинации, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов согласно условию.

Далее предложено применение вышеуказанной комбинации во вторичном извлечении нефти, предпочтительно, для ингибирования отложения на стенках оборудования и в особенности, посредством этого для осаждения на значительно расширенной области поверхности породы, на которой будет диффундировать аминоалкиленфосфонат перед превращением in situ, в соответствующий нерастворимый в среде ингибитор отложения на стенках оборудования, который посредством ступенчатого высвобождения в среде будет обеспечивать непрерывное поступление ингибитора отложения на стенках оборудования в эксплуатационную систему.

М, в обозначении аминоалкиленфосфоновой кислоты, обычно и предпочтительно представляет собой Н, и может быть представлен минимальными уровнями ионов щелочного и/или щелочноземельного металла, при условии, что процент свободной группы Р-ОН в фосфонатном продукте, который вводят, предпочтительно, составляет менее, чем 90%, более предпочтительно, менее, чем 80%, конкретно, менее, чем 70%, от суммарных функциональных групп Р-ОН (100%) в не нейтрализованной фосфоновой кислоте.

Здесь в предпочтительных фосфонатах Х или Y отличается от ZPO3M2, когда W представляет собой ZPO3M2. В другом предпочтительном осуществлении изобретения Х представляет собой [V-N(K)]X-K или [V-N(Y)]n-V, причем V представляет собой С2-4 неразветвленного или разветвленного строения углеводородный радикал, когда z равно 0 и а равно 1. Еще в другом предпочтительном варианте W и К представляют собой ZPO3M2, где X представляет собой [V-О]x-V. В других предпочтительных вариантах осуществления z представляет собой равное или менее, чем половина числа углеродных атомов в Х. В другом предпочтительном варианте W и Y представляет собой [V-N(K)]X-K или [V-N(Y)]n-V, где Х представляет собой алкильную цепь от С1 до С50, замещенную СООН, COOG, SO3H, SO3G, OG, SG, OH, F, Br, CI или I группами.

Система HLB (гидрофильно-липофильный баланс) и вычисление величины HLB аминных нейтрализующих частей основывается на критериях, изложенных в «The HLB System», «Presentation to the Midwest Chapter of the Society of Cosmetic Chemists, March 9th 2004, UNIQUEMA».

HLB отложений на стенках оборудования находится в интервале от 0 до 20. Величина HLB соединения представляет собой производную из гидрофильной части соединения, на его молекулярную массу и затем делением такого числа на 5.

Термин «структурно различный» в отношении аминного нейтрализующего агента означает, что индивидуальные аминные части имеют различные молекулярные массы.

Аминный нейтрализующий агент, предпочтительно, применяют в нейтрализующих уровнях, по отношению к компоненту фосфоновой кислоты, при этом рассматривая требуемый рН технологии, включая тип фосфоната. Само собой разумеется, что можно использовать ко-нейтрализующие агенты, такие как гидроксиды щелочных и щелочноземельных металлов. Степень нейтрализующей активности необходимого аминного компонента по отношению к группе фосфоновой кислоты, можно выражать посредством рН 1% водного раствора при 20ºС нейтрализованного продукта. Для аминоалкиленфосфоновой кислоты такая величина составляет, по меньшей мере 1, предпочтительно, от 1,5 до 8,5, в одном предпочтительном осуществлении, от 2 до 8. Аминный нейтрализующий фосфонатный компонент также можно получать отдельно и как таковой, т.е. в виде раствора или в виде твердого вещества, чтобы добавлять к заявленному устройству.

Первый и второй типы амина предпочтительно используют в эквивалентных отношениях (более гидрофобный:более гидрофильный): от 10:1 до 2:5, в особенности, от 10:3 до 1:2.

Термин «эквиваленное отношение» представляет собой число молей более гидрофобного амина, умноженное на число аминогрупп, представленных в такой молекуле, деленное на число молей более гидрофильного амина, умноженное на число аминогрупп, представленных в такой молекуле.

Термины «более гидрофильный» и «более гидрофобный» можно, между прочим, также обозначать посредством химических структур. Алкиленамины, алкиламины и ариламины, применяемые в комбинации со вторым типом амина, в предусмотренных пропорциях, изложенных выше по тексту, являются более гидрофобными, в обозначении данного изобретения, чем тип алкоксиаминов и алканоламинов.

Примеры величин HLB аминных нейтрализующих агентов, применяемых здесь, представляют собой, как следует ниже по тексту:

-изопропиламин 5,41
-ди-н-бутиламин 2,47
-три-н-бутиламин 1,72
-циклогексиламин 3,22
-1,2-диаминоциклогексан 5,60
-стеариламин 1,18
-тридеканоксиэтилэтаноламин 7,24
-нонилфенилдодека(оксиэтил)этаноламин 14,47
-лауриламин 1,73

Здесь в одном конкретном варианте осуществления, первый, более гидрофобный, аминный нейтрализующий тип имеет величину HLB, составляющую, по меньшей мере, на 4 единицы, меньше, чем величина HLB второго более гидрофильного типа амина. Здесь в одном предпочтительном аспекте величина HLB первого (более гидрофобного) типа составляет менее 6. Величина HLB смесей или любого одного из первого или второго типа амина можно определить в соответствии со статьей UNIQUEMA.

В следующем предпочтительном варианте осуществления бинарные аминные типы, выраженные в молях, выбраны из комбинаций, как следует ниже по тексту:

Изопропиламин/три-н-бутиламин 3/2;
1,2-диаминоциклогексан/стеариламин 0,95/1,10;
диэтаноламин/додециламин 2/5,5;
циклогексиламин/тридеканоксиэтилэтаноламин 3/2,5;
этаноламин/лауриламин 2/4; и
триэтаноламин/три-н-бутиламин 2/10.

Установлено, что аминотри(метиленфосфоновая кислота) имеет после введения с морской водой более низкую совместимость с карбонатом кальция, что может строго ограничивать эффективность использования. Нерастворимый в среде ингибитор отложений на стенках оборудования часто представлен кальциевой солью.

Важный аминный компонент, необходимый для нейтрализации фосфоновых кислот может быть представлен широким разнообразием известных типов аминов. Примеры предпочтительных аминов включают в себя: алкиламины; алкиленамины; алкоксиамины; галогензамещенные алкиламины; ариламины, и алканоламины. Понятно, что включены поличастицы. Как пример, термин «алкиламины» также включает в себя - полиалкиламины-, -алкилполиамины- и -полиалкилполиамины-.

Характерные типы аминов, представляющих интерес, включают в себя: этилендиамин; диэтилентриамин; триэтилентетрамин; тетраэтиленпентамин; гексаметилендиамин; дигексаметилентриамин; 1,3-пропандиамин-N,N'-бис(2-аминоэтил); простой полиэфирамин; простые полиэфирполиамины; амин- и полиаминалкоксилаты или полиалкоксилаты, подобные диаминэтоксилатному производному кокосового масля; 2-хлорэтиламин; 3-хлорпропиламин; 4-хлорбутиламин; полиамины с С150 углеводородными радикалами неразветвленного или разветвленного или циклического строения, в особенности, морфолин, н-бутиламин; изопропиламин; диизопропиламин; ди-н-бутиламин; три-н-бутиламин; триизобутиламин; циклогексиламин; циклогептиламин; циклододециламин; 4-метилциклогексиламин, N,N-диметилциклогексиламин; 1,2-циклогександиамин и изофорондиамин; лауриламин; стеариламин и олеиламин; поливиниламины; полиэтиленимины; смеси полиэтилениминов разветвленного и/или неразветвленного строения; этаноламин; диэтаноламин; пропаноламин; и дипропаноламин. Ароматические амины могут быть представлены анилином; диаминотолуолами; дифенилаланином; N-фенилбензоламином. Коммерчески доступные жирные амины с длиною цепи от С6 до С22, такие как алкиламинные производные гидрированного таллового масла; алкиламинное производное кокосового масла и алкиламинное производное соевого масла также представляют собой примеры предпочтительного типа.

Предпочтительные типы аминоалкиленфосфоновых кислот представляют собой этилендиаминтетра(метиленфосфоновую кислоту); диэтилентриаминпента(метиленфосфоновую кислоту); 1,3-пропандиамин-N,N'-бис(2-аминоэтил)гекса(метиленфосфоновую кислоту); L-лизин-N,N,N',N'-тетра(метиленфосфоновую кислоту); L-аланин-N,N-ди(метиленфосфоновую кислоту); пропил или этилиминобис(метиленфосфоновой кислотой) замещенный полиэтиленимин; глицин-N,N-бис)пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту); аланин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту); β-аланин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); глутаминовая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 4-аминометил-1,8-октандиаминогекса(метиленфосфоновую кислоту); 6-аминогексановая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 9-аминононановая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 11-аминоундекановая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 12-аминододекановая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); и поли(виниламинобис(метиленфосфоновую кислоту)); и поли(виниламино-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту))).

Другие предпочтительные типы включают в себя: 4-аминобутановая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); метионин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); L-лизин-N,N,N',N'-тетра(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); аспарагиновая кислота-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); фенилаланин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); треонин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 2-этаноламин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 6-гексаноламин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 4-бутаноламин-N,N-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); ди(2-этанол)амин(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); дипропаноламин(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 2-(2-аминоэтокси)этанолбис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 3-пропаноламинбис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); толуолдиаминтетра(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 1,6-гексаметилендиаминтетра(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 1,4-бутандиаминтетра(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); 1,2-этилендиаминтетра(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); неразветвленного или разветвленного строения полиэтилениминполи(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); метил или этил или пропил или бутил или гексил или гептил или октил или нонил или децил или додециламинбис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); анилинбис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); С12-22 жирный аминбис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); тиогликолевая кислота-S-(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); цистеин-S,N,N-три(этил или пропилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); простой тиоэфир метил(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоты)); простой тиоэфир этил или пропил или пентил или гексил или октил или фенил или нафтил или децил или додецил(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); пропановая кислота-3-окси(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); бутановая кислота-4-окси(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); пентановая кислота-5-окси(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); уксусная кислота-2-окси(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); винная кислота-О,О'-бис(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); гидроксиянтарная кислота-О-(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)); масляная кислота-α-окси-(пропил или этилиминобис(метиленфосфоновую кислоту)).

Образование отложений на стенках оборудования, такие как карбонатные и сульфатные отложения, могут быть главной проблемой в области нефтедобывающего оборудования, которые могут привести к значительному ухудшению продуктивности скважины. Это может в особенности иметь место, когда морскую воду вводят в нефтеносную продуктивную формацию, чтобы компенсировать, например, ослабить давление газа. Как результат, присутствие значительных количеств ионов бария, стронция и кальция в воде наклонной скважины продуктивного горизонта, главным образом сульфата бария и сульфата стронция и в меньшей степени сульфата кальция, может становиться главной проблемой в эксплуатации скважины, между прочим, из-за образования отложений на стенках оборудования. Поскольку сульфатные отложения преобладают после введения морской воды во время интенсивной обработки для извлечения нефти, более мягкие условия рН, близкое расположение к поверхности, различие в давлении и высокие температуры в наклонной скважине продуктивного горизонта обычно приводят к образованию смесей карбонатных и сульфатных отложений. Ингибиторы отложений на стенках оборудования будут поэтому проявлять результативность в широком интервале условий, например, которые могут возникать в нефтяных скважинах и технологическом оборудовании. Ингибитор можно вводить в наклонную скважину продуктивного горизонта любой подходящей технологической обработкой, включающей в себя обработку «давлением». Обычно такой способ извлечения нефти требует введения в морскую нефтяную скважину водного раствора ингибитора отложений, фосфоновой кислоты данного изобретения, в обычном уровне от 0,1 до 100000 ч/млн. Часто, эффективность продуктивной нефтяной скважины пресекается, и в формацию нефтяной скважины вводят раствор ингибитора. Установлено, что ингибиторы отложений в соответствии с данным изобретением можно использовать эффективно и раздельно. Обработка давлением обычно состоит из введения раствора ингибитора отложений на стенках оборудования в буровую скважину продуктивной скважины, чтобы поместить ингибитор внутрь пласта месторождения. Ингибитор отложений, высвобождающийся из пласта месторождения, присутствует в возвращаемой воде в концентрации, по меньшей мере, 0,1, обычно, по меньшей мере, 0,5, часто, от 10 до 100 ч/млн, чтобы таким образом проявить эффективность подавления отложений на стенках оборудования и следовательно, обеспечивается безопасность непрерывной добычи нефти из скважины.

Более подробно, выгодный способ извлечения нефти можно осуществлять путем введения в морские нефтяные скважины водного раствора соединения фосфоновой кислоты изобретения в уровне от 0,1 до 100000 ч./млн. Способ можно осуществлять непрерывным введением в скважину водного раствора от 0,1 до 800 ч/млн соединения фосфоновой кислоты. Непрерывное введение часто означает, что раствор ингибитора отложений на стенках оборудования вводят в скважину введения воды. Однако, понятно, что непрерывное введение также можно применять к окружающему оборудованию продуктивной скважины, например, конструкции в устье скважины, включая подводное оборудование, например, насосы и трубы. Ингибиторы отложений данного изобретения можно также применять в способах добычи нефти под давлением. Такой способ под давлением включает в себя, последовательно: прекращение производственной активности буровой скважины; введение через продуктивную скважину водного раствора для обработки, содержащего ингибитор отложений фосфоновую кислоту в уровне от 100 до 100000 ч./млн; введение морской воды через продуктивную буровую скважину, чтобы разместить ингибитор отложений на стенках оборудования в целевой области пласта месторождения; повторный запуск операции по извлечению нефти; и получение возвратившихся жидкостей, содержащих нефть и возвращенную воду через продуктивную буровую скважину.

Обнаружено при этом, что применение технологии в соответствии с изобретением демонстрирует экономически значимые выгоды, включающие более равномерное давление, увеличенные технологические периоды между последовательными воздействиями давления, а также и более однородное распределение и эффективное применение вводимого ингибитора отложений. Технологию можно выгодно использовать, например, в подводных карбонатированных и не карбонатированных формациях породы. Обработка не карбонатированных формаций породы может потребовать присутствия растворимого в воде поверхностно-активного вещества, соли металла, содержащей, предпочтительно, концевой ион металла, который адсорбируется на поверхности нефтеносного пласта с последующим введением аминофосфонатного ингибитора данного изобретения. Скважину также можно подвергать различным другим известным активационным обработкам. Еще в другом подходе скважину можно подвергать обработке, которая известна как адсорбционное продавливание, в результате чего ингибитор отложений осаждается на поверхности скважины.

Независимо от того, какую применяют технологию, способ при этом выдает значительно увеличенное поверхностное распределение для ингибитора отложений. Обнаружено, что аминные соли фосфонатов данного изобретения демонстрируют улучшенное распределение в пользу нефтяной фазы системы нефть-вода, по сравнению с распределением ингибиторов отложений современного уровня техники после применения в подобной системе. В последнем случае ингибиторы отложений современного уровня техники демонстрируют улучшенное распределение в большей степени в пользу водной фазы. Здесь аминные соли фосфонатов могут, следовательно, быть более гомогенно распределены по всей увеличенной области породы нефтеносного пласта, т.е. значительно расширенной области поверхности породы, обеспечивая требуемые полезные свойства, как в случае введения морской воды, так и в применении давления. Ингибитор может в результате покрывать значительно большую поверхность перед адсорбцией на породах и превращаться в нерастворимый в воде ингибитор, который может медленно высвобождаться в воде во время операции откачивания насосом. Таким образом, на практике можно получить значительные преимущества, включающие увеличенные производственные периоды между последовательными давлениями и более эффективное применение ингибитора отложений.

Применяемый здесь нейтрализованный амином ингибитор отложений на стенках оборудования также служит, в соответствии с его более благоприятным распределением в нефтяной фазе, для подавления и устранения затруднений (использования оборудования) нафтеновых отложений, возникающих в нефтяной фазе. Технологию изобретения также можно успешно применять для ослабления и устранения осаждения углеводородных гидратов при низких температурах. Такое неблагоприятное осаждение углеводородного гидрата может происходить в различных частях, окружающих нефтяную скважину, в особенности, в трубах и трубопроводах. В настоящее время большие количества добавок, таких как моноэтиленгликоль, применяют для предотвращения и ингибирования нежелательной кристаллизации углеводородных гидратов.

1. Способ вторичного извлечения нефти, включающий в себя стадию введения в систему резервуара от 0,1 до 100000 ч./млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, выбранной из группы: этилендиаминтетра(метиленфосфоновой кислоты); диэтилентриаминпента(метиленфосфоновой кислоты); 1,3-пропандиамин-N,N'-бис(2-аминоэтил)гекса(метиленфосфоновой кислоты); L-лизин-N,N,N',N'-тетра(метиленфосфоновой кислоты); L-аланин-N,N-ди(метиленфосфоновой кислоты); полиэтиленимина, замещенного пропилиминобис(метиленфосфоновой кислотой); полиэтиленимина, замещенного этилиминобис(метиленфосфоновой кислотой); глицин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); глицин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); аланин-]N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); аланин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); β-аланин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); β-аланин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); глутаминовая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); глутаминовая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 4-аминометил-1,8-октандиаминогекса(метиленфосфоновой кислоты); 6-аминогексановая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 6-аминогексановая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 9-аминононановая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 9-аминононановая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 11-аминоундекановая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 11-аминоундекановая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); поли(виниламино-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты))); поли(виниламино-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты))); 12-аминододекановая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 12-аминододекановая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); поли(виниламинобис(метиленфосфоновой кислоты)), 4-аминобутановая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 4-аминобутановая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); метионин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); метионин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); L-лизин-N,N,N',N'-тетра-(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); L-лизин-N,N,N',N'-тетра-(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); аспарагиновая кислота-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); аспарагиновая кислота-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); фенилаланин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); фенилаланин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); треонин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); треонин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 2-этаноламин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 2-этаноламин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 6-гексаноламин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 6-гексаноламин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 4-бутаноламин-N,N-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 4-бутаноламин-N,N-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); ди(2-этанол)амин(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); ди(2-этанол)амино(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); дипропаноламин(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); дипропаноламин(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 2-(2-аминоэтокси)этанолбис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 2-(2-аминоэтокси)этанолбис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 3-пропаноламинбис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 3-пропаноламинбис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); толуолдиаминтетра(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); толуолдиаминтетра(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 1,6-гексаметилендиаминтетра(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 1,6-гексаметилендиаминтетра(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 1,4-бутандиаминтетра(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 1,4-бутандиаминтетра(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 1,2-этилендиаминтетра(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); 1,2-этилендиаминтетра(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); неразветвленного или разветвленного строения полиэтилениминполи(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); неразветвленного или разветвленного строения полиэтилениминполи(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); метил или этил или пропил или бутил или гексил или гептил или октил или нонил или децил или додециламинбис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); метил или этил или пропил или бутил или пентил или гексил или гептил или октил или нонил или децил или додециламинбис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); анилинбис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); анилинбис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); жирный C12-22 аминбис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); жирный C12-22 аминбис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); тиогликолевая кислота-S-(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); тиогликолевая кислота-S-(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); цистеин-S,N,N-три(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); цистеин-S,N,N,-три(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); простой тиоэфир метил(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); простой тиоэфир метил(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); простой тиоэфир этил или пропил или пентил или гексил или гептил или октил или фенил или нафтил или децил или додецил(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); простой тиоэфир этил или пропил или пентил или гексил или октил или фенил или нафтил или децил или додецил(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); пропановая кислота-3-окси(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); пропановая кислота-3-окси(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); бутановая кислота-4-окси(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); бутановая кислота-4-окси(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); пентановая кислота-5-окси(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); пентановая кислота-5-окси(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); уксусная кислота-2-окси(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); уксусная кислота-2-окси(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); винная кислота-O,O'-бис(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); винная кислота-O,O'-бис(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); гидроксиянтарная кислота-O-(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); гидроксиянтарная кислота-O-(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); масляная кислота-α-окси-(пропилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)); масляная кислота-α-окси-(этилиминобис(метиленфосфоновой кислоты)) в сочетании с аминным нейтрализующим агентом, имеющим формулу: (X)b[N(W)(H)2·b]z,
где X выбран из C1-C200000 неразветвленного, разветвленного строения, циклических или ароматических углеводородных радикалов, необязательно замещенных одним или несколькими C1-C12 неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или где группы могут быть) необязательно замещенными OH, COOH, COOG, F, Br, Cl, I, OG, SO3H, SO3G и SG частями; H; [V-N(H)]X-H или [V-N(Y)]n-V или [V-O]x-V; где V выбран из: C2-50 неразветвленного, разветвленного строения, циклического или ароматического углеводородного радикала, необязательно замещенного одним или несколькими C1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или группы являются) необязательно замещенными OH, COOH, COOR', F/Br/Cl/I, OR', SO3H, SO3R' или SR' частями, где R' представляет собой C1-12 неразветвленного, разветвленного строения, циклический или ароматический углеводородный радикал; где G выбран из C1-C200000, неразветвленного, разветвленного строения, циклических или ароматических углеводородных радикалов, необязательно замещенных одним или несколькими C1-C12 неразветвленного, разветвленного строения, циклическими или ароматическими группами, (где радикалы и/или где группы могут быть) необязательно замещенными OH, COOH, COOR', F, Br, Cl, I, OR', SO3H, SO3R' и SR' частями; H; [V-N(H)]n-H; [V-N(Y)]n-V или [V-O]x-V; где Y представляет собой H, [V-N(H)]n-H или [V-N(H)]n-V и x представляет собой целое число от 1 до 50000, n представляет собой от 0 до 50000; z представляет собой от 0 до 200000, где z представляет собой равное или менее, чем число углеродных атомов в X и b представляет собой 0, 1 или 2; z равно 1, когда b равно 0, и X представляет собой [V-N(H)]X-H или [V-N(Y)]n-V, когда z равно 0 и b равно 1; причем W отличается от Н, когда X равно Н; W выбран из H и X;
при условии, что аминный нейтрализующий агент включает в себя, по меньшей мере одну аминогруппу;
при этом молярное отношение аминоалкиленфосфоновой кислоты, умноженное на число частей фосфоновой кислоты в фосфоновой кислоте к молярному отношению амина, умноженному на число N в амине представляет собой от 1:0,25 до 1:1;
при условии, что аминный нейтрализующий агент представлен сочетанием, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов, причем первый является более гидрофобным, имеющим величину гидрофильно-липофильного баланса, которая, по меньшей мере на 2 единицы меньше, чем величина гидрофильно-липофильного баланса второго и причем второй является более гидрофильным, чем первый тип, указанный первый и указанный второй аминные типы применяют в эквивалентных пропорциях первый (более гидрофобный):второй (более гидрофильный) в интервале от 10:1 до 2:5.

2. Способ в соответствии с п.1, где первый тип аминного нейтрализующего агента имеет величину гидрофильно-липофильного баланса, которая представляет собой, по меньшей мере, на 4 единицы меньше, чем величина гидрофильно-липофильного баланса второго типа.

3. Способ в соответствии с любым из пп.1 или 2, где эквивалент отношения первого (более гидрофобного) ко второму (более гидрофильному) типу амина находится в интервале от 10:3 до 1:2.

4. Способ в соответствии с любым из пп.1 или 2, где нейтрализующие бинарные амины выбраны из этилендиамина; диэтилентриамина; триэтилентетрамина; тетраэтиленпентамина; гексаметилендиамина; дигексаметилентриамина; 1,3-пропандиамин-N,N'-бис(2-аминоэтила); простого полиэфирамина; простых полиэфирполиаминов; амин и полиаминалкоксилатов или полиалкоксилатов; производного диаминэтоксилата кокосового масла; 2-хлорэтиламина; 3-хлорпропиламина; 4-хлорбутиламина; полиаминов с C1-C50 неразветвленного или разветвленного строения или циклическими углеводородными цепями; морфолина; н-бутиламина; изопропиламина; диизопропиламина; ди-н-бутиламина; три-н-бутиламина; триизобутиламина; циклогексиламина; циклогептиламина; циклододециламина; 4-метилциклогексиламина; N,N-диметилциклогексиламина; 1,2-циклогександиамина; изофорондиамина; лауриламина; стеариламина; олеиламина; поливиниламинов; полиэтилениминов; и смесей неразветвленного и/или разветвленного строения полиэтилениминов; этаноламина; диэтаноламина; пропаноламина; дипропаноламина; анилина; диаминотолуолов; дифенилаланина, N-фенилбензамина; гидрированного C6-C22 алкиламинного производного таллового масла; производного алкиламина кокосового масла и алкиламинного производного соевого масла.

5. Способ в соответствии с любым из пп.1 или 2, где бинарные аминные типы, выраженные в моле(ях), выбраны из комбинаций как следует ниже по тексту:

изопропиламин/три-н-бутиламин 3/2
1,2-диаминоциклогексан/стеариламин 0,95/1,10
диэтаноламин/додециламин 2/5,5
циклогексиламин/тридеканоксиэтилэтаноламин 3/2,5
этаноламин/лауриламин 2/4 и
триэтаноламин/три-н-бутиламин 2/10

6. Способ в соответствии с любым из пп.1 или 2, где процент свободных Р-OH в фосфонате, который вводили, составляет менее чем 90% суммарных Р-OH функциональных групп в не нейтрализованной фосфоновой кислоте (100%).

7. Способ в соответствии с любым из пп.1 или 2, где молярное отношение аминоалкиленфосфоновой кислоты, умноженное на число частей фосфоновой кислоты в фосфоновой кислоте, к молярному отношению амина, умноженному на число атомов N в амине, составляет от 1:0,5 до 1:0,8.

8. Способ в соответствии с любым из пп.1 или 2, где процент свободных Р-OH в введенном фосфонате составляет менее чем 70% суммарных функциональных групп Р-OH в не нейтрализованной фосфоновой кислоте.

9. Способ в соответствии с любым из пп.1 или 2, где водный раствор от 0,1 до 800 ч./млн аминфосфоната непрерывно вводят в скважину для введения воды.

10. Способ в соответствии с любым из пп.1 или 2, где водный раствор, содержащий от 100 до 100000 ч./млн аминфосфоната вводят через буровую скважину.

11. Применение сочетания аминоалкиленфосфоновой кислоты и аминного нейтрализующего агента как описано в пп.1 или 2 для вторичного извлечения нефти.

12. Применение как в п.11 для ингибирования отложения на стенках оборудования.

13. Применение как в п.11, чтобы тем самым осуществить осаждение на участке поверхности породы, на которой аминоалкиленфосфонат будет диффундировать перед осуществлением превращения in situ в соответствующий нерастворимый в среде ингибитор образования отложений на стенках оборудования, который посредством ступенчатого высвобождения в среде будет обеспечивать непрерывное поступление ингибитора отложений в эксплуатационную систему.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение применимо в нефтегазовой отрасли и относится к размещению жидкостей в подземных пластах нефтяных и газовых скважин, в т.ч. при гидроразрыве пласта.

Группа изобретений относится к добыче нефти и/или газа. Обеспечивает усовершенствование добычи из нефтегазоносных пластов.

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам повышения продуктивности скважин за счет физико-химического воздействия на пласт при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Изобретение относится к химическим реагентам - нейтрализаторам сероводорода и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей промышленности для нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородсодержащих средах.

Изобретение относится к жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций. .
Изобретение относится к химическим реагентам для подавления роста бактерий и может быть использовано в нефтегазодобывающей и нефтегазоперерабатывающей промышленности.

Изобретение относится к области биотехнологии и может быть использовано для повышения биогенного продуцирования метана. .

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.
Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, которые включают гидрофобные полимеры, содержащие лабильные боковые группы, где микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, указанные гидрофобные полимеры включают сложный эфир акриловой кислоты и сомономеры, сополимеризованные со сложным эфиром акриловой кислоты и лабильные боковые группы являются гидролизуемыми.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых.
Изобретение предназначено для глушения скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии.

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины.
Изобретение относится к композиции на основе нитрата карбамида для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к облегченным тампонажным растворам, используемым при цементировании надпродуктивных интервалов газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, преимущественно, с большим газовым фактором, например более 100 м3/т.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке неоднородных нефтяных пластов для увеличения коэффициента охвата их заводнением и увеличения нефтеотдачи.

Изобретение относится к строительству скважин различного назначения, к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а также используется при ликвидации водопроявлений в процессе бурения скважин. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, повышение седиментационной устойчивости. Тампонажный состав, содержащий вяжущее и углеводородную жидкость модифицированную ПАВ, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости модифицированной ПАВ применяется углеводородная жидкость «ДС БТРУО», а в качестве вяжущего содержит портландцементные тампонажные смеси: цементная смесь БТРУО «Стандарт» с удельной поверхностью не менее 300,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Медиум» с удельной поверхностью не менее 500,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м2/кг, соответственно, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО», маслорастворимый полимер, в качестве которого используют 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15 или ПИБ 20, или ПИБ 30 и тонко дисперсный кремнесодержащий наполнитель, в качестве которого используются микрокремнезем или опока молотая, или диатомит молотый при следующем соотношении компонентов, масс.%: вяжущее: цементная смесь БТРУО «Стандарт», или БТРУО «Медиум», или БТРУО «Микро» 59,0÷71,0, поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО» 0,2÷0,5, маслорастворимый полимер - 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30 1,0÷10,0, тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель: микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый 1,0÷7,0, углеводородная жидкость «ДС БТРУО» остальное. 2 табл.
Наверх